致密油藏驱渗结合采油可行性研究

彭岩, 王一博, 雷征东, 王笑涵, 汪大伟, 张广清, 周大伟

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院, 北京 102249; 2.中国石油塔里木油田东河油气开发部, 库尔勒 843300;3.中国石油勘探开发研究院致密油研究所, 北京 100083)

借助水平井体积压裂技术,致密油藏实现了高效开发。相比于北美致密油藏,中国致密油藏总体上地质条件更加复杂,具有埋深大、储量丰度低、零散分布及地层压力低等特点[1]。体积压裂投产后,中国致密油藏的初期产量低,不足北美的1/3,递减快,同时基质驱替难度大,注入水易沿裂缝发生窜流、造成水驱波及体积小,严重影响了致密油藏的开发效果。

致密储层体积压裂后形成基质-裂缝双重孔隙系统,由于基质孔喉细小、毛管力大,与裂缝间流体的渗吸置换作用强[2-6],特别是覆压条件下渗吸作用得到加强[7],基于此,提出注水吞吐能量补充方式。基于岩心及微流控样品的渗吸实验数据,发现致密油藏影响渗吸贡献的主控因素包括:天然裂缝、注水速率、基质渗透率和人工裂缝等[8-9]。自2000 年起,注水吞吐逐渐在大庆、长庆、大港、吐哈、百色等油田进行应用试验。裸眼井吞吐[10]、笼统吞吐和分段吞吐[11-12]、多轮次吞吐等工艺被广泛研究和应用[13-14]。但由于渗吸作用距离小、作用时间长,吞吐采油技术对油藏整体采收率的贡献率较低。2014 年,从长庆新安边油田安83井区大量单井注水吞吐试验中观察到,不仅吞吐井受效明显,部分邻井也因此受到积极影响并增产[12]。邻井增产原因可分为受驱替增产和渗吸增产。同时室内实验表明动态渗吸(同时存在驱替与渗吸作用)的采收率约为静态渗吸的2倍[15]。因此以井组为单位进行注水吞吐方案设计显然能够发挥出更大的优势。

基于渗吸原理及长庆油田致密的实践[12],提出井组驱渗结合采油方式:致密油藏体积压裂后,在井组内实施水驱与焖井等措施,在驱替和渗吸两种作用下提高井组采收率。主要分析驱渗结合采油提高采收率的机理及其影响因素。首先,基于渗吸实验数据特征,建立渗吸模型,结合双孔双渗模型,建立致密油藏水驱数值模拟模型;其次,利用该模型,分析致密油藏体积压裂后井组驱渗结合(驱替+渗吸)采油方式的增产机理,以及影响驱渗结合采油效果的工程及地质因素;最终利用现场实际案例,说明驱渗结合采油技术的影响效果,为致密油藏驱渗结合采油技术提供理论指导。

1 数值模拟模型

致密油藏中具有基质孔隙和天然裂缝,通过将其简化为双重孔隙介质(基质孔隙与天然裂缝)[16-17],以考虑基质孔隙与天然裂缝间的质量交换(窜流)作用[18]。由于基质孔隙和天然裂缝的开度等特征相差较大,其渗透率数值通常具有明显差异,因此,采用双孔双渗模型(双重孔隙介质具有不同渗透率的模型)对驱渗结合采油方式进行数值模拟研究。为充分考虑渗吸作用,在传统的基质-裂缝双孔双渗两相流模型的基础上,考虑了渗吸项,且基于实验现象推导了渗吸项模型。

1.1 渗流控制方程

流体流动普遍满足质量守恒定律且致密油藏渗流的速度通常符合达西定律。驱渗结合采油时,致密油藏流体包含水与油两种流体,需采用相对渗透率以修正水与油的渗流速度。基于上述普遍规律及实验结论,建立裂缝系统与基质孔隙系统的质量守恒模型[19]。

(1)裂缝系统。

水相连续性方程:

(1)

油相连续性方程:

(2)

(2)基质系统。

水相连续性方程:

(3)

油相连续性方程:

(4)

式中:pom、pwm分别为基质中油相压力为水相压力;pof、pwf分别为裂缝中油相与水相压力;Som、Swm分别为基质中油相与水相饱和度;Sof、Swf分别为裂缝中中油相与水相饱和度;t为时间;▽为哈密顿算子;kf为裂缝渗透率;km为基质渗透率;μw为水相黏度;μo为油相黏度;φf为裂缝孔隙度;φm为基质孔隙度;qof、qwf分别为裂缝系统中油、水项的源汇项;qom、qwm分别为基质系统中油、水项的源汇项;τo、τw为基质与裂缝系统间的窜流项;Qimbif、Qimbim分别为裂缝、基质系统的渗吸体积速率;水渗吸进入岩石中将置换出油,且假设渗吸水的体积与置换出油的体积一样,故油/水的渗吸体积速率相同。

1.2 裂缝基质窜流项

裂缝与基质的渗透率不同,故渗流速度不同,进而造成两者的流体压力不同,此压差引起裂缝与基质间存在流体交换现象,称为裂缝基质窜流[16]。窜流速度也满足达西渗流规律:速度与基质压力pm和裂缝压力pf、基质渗透率成正比,与黏度成反比。此外,利用形状因子体现基质尺寸对窜流的影响。窜流速度公式为

(5)

式(5)中:τα为水相或者油相;σ为形状因子;μ为流体黏度;pm为基质压力;pf为裂缝压力。

形状因子的计算公式为

(6)

式(6)中:N为流动维度数,一维流动时N=1,二维流动时N=2,三维流动时N=3;L为基质的特征长度,其计算公式为

(7)

式(7)中:Lx、Ly、Lz分别为基质岩块在x、y、z方向上的尺度。

1.3 裂缝基质渗吸项

渗吸作用额外增加了流体质量交换,如式(1)～式(4)所示。渗吸实验数据[20-21]表明,岩石渗吸具有两个特点:①渗吸置换量具有最大值,且达到最大值后渗吸停止;②渗吸速率随着渗吸置换量的增大而不断减小。据此特点,认为渗吸速率取决于当前渗吸置换量与渗吸置换量最大值之差,构建渗吸速率表达式为[19]

(8)

式(8)中:Rα为控制流体渗吸进入岩心速率的渗吸相关参数;mmax为最大渗吸置换量;m为当前渗吸置换量。

实验数据通常记录渗吸置换量与时间的关系,而式(8)为渗吸速率而非渗吸置换量,为验证式(8)的准确性,对式(8)进行积分,得到渗吸置换量的积分表达式为

m=mmax(1-e-Rαt)

(9)

拟合参数如表1所示,利用式(9)拟合实验数据,拟合效果如图1所示。实验来自两篇文章分别考虑了相对湿度和渗吸压力(施加于渗吸液体的压力)对渗吸效果的影响。由式(8)所得式(9)的拟合效果较好,两组拟合的平均误差分别为4.12%和7.17%,说明该模型可较好地反映渗吸特征,可较为准确地评价储层内渗吸作用。

数据点为实验数据;虚线为模型解图1 渗吸模型拟合效果[20-21]Fig.1 Fitting performance of imbibition model[20-21]

表1 拟合所需数据Table 1 Data required by model fitting

1.4 毛管力及相对渗透率模型

相对渗透率与流体饱和度有关,而流体饱和度可通过流体毛管力求得[18]。假设储层为亲水,因此,在孔隙及裂缝中,其毛管力分别为

pcf=pof-pwf

(10)

pcm=pom-pwm

(11)

只考虑油相和水相。在孔隙和裂缝中,油水两相的饱和度之和都为1,因此,油水两相饱和度的关系为

Swm+Som=1

(12)

Swf+Sof=1

(13)

油相和水相的相对渗透率模型分别为[18]

(14)

(15)

(16)

式(16)中:pe为一个大气压强;Sori为孔隙或裂缝中油相相对饱和度;Swri为孔隙或裂缝中水相相对饱和度;Pci为孔隙或裂缝中的毛管力;下标i取值为m或f,分别表示基质或裂缝。

2 驱渗结合采油技术可行性分析

2.1 数值模拟的几何模型与基础参数

为提高致密油开发效率,通常对致密油藏进行压裂改造,并在后期将部分生产井转为注水井,但注水效率较低。为提高注水效率,有学者提出了驱渗结合采油技术,如图2所示,即采用2口或多口压裂井,注水驱替与焖井渗吸交替进行。图2中左侧为储层示意图,注入井在中间而生产井在两侧。由于对称性,选取储层2口水平井中间部分的压裂区域为研究区,同时减小模型尺寸可提高网格精度以分析驱替、渗吸效应导致的井间含油饱和度变化。模型四周为非流动边界:左右边界代表与井筒接触的储层,该处储层无法直接流入井筒而需通过人工裂缝进入井筒,故其边界为非流动边界;上下边界距离人工裂缝较远,渗流无法影响到边界,故上下边界也为非流动边界。模型仅在压裂缝内设置了压力边界条件。模型尺寸为500 m(长)×350 m(宽),缝长、缝间距、初始压力及含油饱和度等参数如图2所示,其他基础参数如表2所示,符合其他致密油藏数据范围[21-22],控制方程如式(1)～式(16)所示。

图2 模型几何结构及初始边界条件示意图Fig.2 Illustration of model geometry and initial boundary conditions

表2 基础工况数值模拟参数Table 2 Numerical simulation parameters for base case

按照驱渗结合采油施工过程,将其数值模拟分为4步骤。调节边界条件以表征各个采油过程的施工操作,各步骤的具体边界条件如下:①衰竭式开采阶段,仅在生产井开始产油,缝内压力设置为6.5 MPa;②注水开采阶段,注水井注水且缝内压力设置为17.5 MPa,生产井缝内压力仍为6.5 MPa;③焖井阶段,所有边界均为无流动边界;④焖井后再注水开采阶段:注水井恢复注水,缝内压力设置为17.5 MPa;生产井缝内压力仍为6.5 MPa。

2.2 驱渗结合采油技术增产效果

图3为驱渗结合采油累产油结果与其他采油方式累产油结果的对比。仅采用水驱提产时,累产油量相较于衰竭式开发增加了1 288 t,增加量约为衰竭式开发累产油的3.7倍。驱渗结合采油技术在水驱提产的基础上又增加了464 t,增加量约为衰竭式开发累产油的1.3倍,其整体增产量约为衰竭式开发累产油的5倍。

不同颜色代表不同采油方式的累产油结果;红色实线为驱渗结合采油的结果;黑色点划线为只采用衰竭式开发的累产油结果;蓝色虚线为衰竭后水驱开发的累产油结果图3 驱渗结合方式累产油量Fig.3 Cumulative oil production from the method combining water flooding and soaking

因此可认为驱渗结合采油可提高水驱增产效果;渗吸作用提高了水驱效果,相较于纯水驱,渗吸作用提高了464 t累产油;驱渗结合采油技术中驱替作用依然占主导地位,其增产效果约为渗吸作用的3倍。

2.3 驱渗结合采油技术增产机理

图4展示了驱渗结合采油不同步骤的基质内油相饱和度分布。图4(a)为衰竭式开采350 d后基质的油相饱和度分布。该过程仅在生产井一侧(右侧裂缝)开发致密油藏。由于致密油藏的基质渗透率较低(本例仅为0.01 mD),仅在生产井附近区域含油饱和度发生了变化,说明衰竭式开采仅能动用生产井附近的基质内原油。在此基础上再进行水驱开发190 d,其含油饱和度如图4(b)所示。水驱后导致注水井附近含油饱和度与生产井附近区域的相差较大,说明注水使得注入井附近的原油被驱向生产井。注水开采后进行90 d焖井,其含油饱和度如图4(c)所示,基质内含油饱和度显著下降,平均含油饱和度由0.78下降至0.72,这是因为控制方程中含有渗吸相计算Qimbi,表征了裂缝内的水渗吸进入基质内并将基质内原油置换至裂缝系统中的物理过程。焖井后再次进行180 d水驱开发,吸水前缘[图4(d)虚线]在注水开采的基础上向前推进约30 m,与图4(b)对比发现,渗吸后水驱受效范围明显增大,水驱难度显著降低,因此驱渗结合采油技术可提高水驱效果(图3红色实线)。

虚线代表渗吸前缘图4 驱渗结合采油工艺各个阶段基质内油相饱和度图Fig.4 Oil saturations in different stages of the method combining water flooding and soaking

(1)渗吸过程提高了波及体积。人工缝网增加了井组与储层的接触面积,因此人工缝网能够有效扩大开采过程中的波及体积,进而增大裂缝基质之间的渗吸速率,最终实现了产油量的提高。从图4(b)可以看出,注水开发180 d后,基质内含油饱和度仅在人工缝网周围发生显著变化。而焖井后再注水开发180 d[图4(d)],不仅人工缝网周围基质的含油饱和度发生变化,远离人工缝网的基质含油饱和度也显著降低了,由图4(b)中的0.8降至图4(d)中的0.65,且饱和度变化的区域范围超过了人工缝网超30 m,故渗吸提高了水驱的波及体积,进而提高了采收率。

(2) 渗吸提高了效率。驱替渗吸结合采油方式在体积压裂增大储层改造体积的基础上,最大程度发挥了驱替作用和渗吸作用。一方面,本井在进行注水焖井时,注入水大部分滞留于本井附近地层,含水饱和度增加,从而发挥渗吸作用将常规开采中难动用的油置换出来。如图4(b)、图4(c)所示,焖井后,在渗吸作用下,人工裂缝周围区域内的含油饱和度由0.1增加至0.38,说明渗吸作用使得大量原油被水置换。另一方面,本井注水焖井后,地层能量得到补充,注水井和邻井间压力梯度越来越大,增强了驱替效果。从图3中可以看出,驱渗结合采油的采收率明显高于衰竭式与注水驱替的采收率,说明驱渗结合开采方式的优越性。

3 驱渗结合采油技术的敏感性分析

由控制方程[式(1)～式(16)]可知,影响驱渗结合采油效果的因素包括孔隙度、渗透率、初始含油饱和度、渗吸经验参数等地质参数以及水平井裂缝半长、水平井裂缝间距、焖井时间、注水压力等工程参数。利用数值模拟方法,讨论各参数对驱渗结合采油技术采收率的影响。模型几何尺寸、边界及初始条件、基础参数与第3节一致,如图2、表2所示。为对比驱渗结合采油技术的增产效果,模拟采用3种工况:模式一为衰竭式开采720 d;模式二为衰竭式开采360 d后水驱开采360 d;模式三为衰竭式开采360 d后进行水驱开采180 d,焖井后再水驱开采180 d。3种工况下的开井生产时间相同。

3.1 地质因素的敏感性分析

3.1.1 孔隙度

(1) 基质孔隙度敏感性分析。基质孔隙度共设置了4种数值,分别为1%、5%、10%、15%。图5展示了累产油随基质孔隙度的变化关系。随着孔隙度在增加,累产油在增加。在纯衰竭式开采情况下能够采出的油量最少,最小值为307 t,最大值仅为380 t。在水驱情况下,随着基质孔隙度从1%增长到15%,累产油量从681 t增长到1 920 t。驱渗结合采油累产油量则随基质孔隙度的增长从833 t增长到2 455 t。孔隙度增加后,储层中含有的原油增加,因此波及体积内可动用的原油资源增加了,造成了累产油的增加。

线上数字为水驱或者驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值图5 累产油量与基质孔隙度关系图Fig.5 Relationship between cumulative oil production and matrix porosity

驱渗结合采油技术提高了储层增产效果,且基质孔隙度越大其增产效果越好。从图5可以看出,随着基质孔隙度的增加,水驱开发累产与衰竭式开发累产的比值持续增加,由1.2增加至4.1 倍;驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值由1.7增加至5.5 倍,且比水驱累产比值更大,两者差别由0.5增加至1.4,说明基质孔隙度越大,驱渗结合采油提产效果越好。

(2) 裂缝孔隙度敏感性分析。裂缝孔隙度共设置6种数值,分别为0.1%、2%、4%、6%,8%,10%。图6展示了累产油随裂缝孔隙度的变化关系。可以看出,随着裂缝孔隙度的增加,累产油逐渐增加。随裂缝孔隙度从0.1%增长到10%,衰竭式开发累产油量由185 t增长到1 300 t。水驱累产油量则由1 286 t增长到4 174 t。驱渗结合累产油量由1 856 t增长到4 625 t。增加裂缝孔隙度后,储层资源储量增加,造成了累产油的增加。此外,由于裂缝渗透率比基质渗透率大2个数量级,使得裂缝中原油更易被采出。

线上数字为水驱或者驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值图6 累产油量与裂缝孔隙度关系图Fig.6 Relationship between cumulative oil production and fracture porosity

驱渗结合采油技术提高了增产效果,但裂缝孔隙度越大造成增产幅度减小。随着裂缝孔隙度的增加,水驱开发相对衰竭式开发累产的比值由5.7降低至2.2;驱渗结合采油相对衰竭式开发累产的比值由7.3降低至2.6。相比于水驱,驱渗结合采油的增产幅度仍可增加0.4～1.6 倍。由于裂缝孔隙度的增加,渗吸波及体积逐渐减小,如图7所示。

图7 不同裂缝孔隙度情况下最终油相饱和度分布图Fig.7 Final oil saturation solutions from different fracture porosity values

然而,裂缝孔隙度增加,波及体内裂缝含水越多,渗吸程度越大,基质内含油饱和度越低,因此,驱渗结合采油技术依然比水驱有效。

3.1.2 渗透率敏感性分析

(1)基质渗透率敏感性分析。基质渗透率共设置9种数值(0. 001～1 mD)。图8展示了累产油随基质渗透率的变化关系。可以看出,随着基质渗透率的增加,累产油逐渐增加。随基质渗透率增加,衰竭式开发累产油量由228 t增长到1 339 t。水驱累产油量则由578 t增长到3 318 t。驱渗结合采油累产油量由1 856 t增长到4 625 t。

线上数字为水驱或者驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值图8 累产油量与基质渗透率关系图Fig.8 Relationship between cumulative oil production and matrix permeability

驱渗结合采油技术的增产效果随着基质渗透率的增加先上升后减小。随着基质渗透率从0. 001 mD增长到0.1 mD,水驱开发相对衰竭式开发累产的比值由1.9增加至3.7;驱渗结合采油相对衰竭式开发累产的比值由2.9增加至4.9。然而,基质渗透率由0.1 mD增长到1 mD后,水驱开发相对衰竭式开发累产的比值逐渐降低至1.5;驱渗结合采油相对衰竭式开发累产的比值逐渐降低至1.9。这是由于基质渗透率提高到一定程度后衰竭式开采能够充分采出地层中的油,从而使得增产幅度降低。

(2)裂缝渗透率敏感性分析。裂缝渗透率共设置7种数值(0.1～10 mD)。图9展示了累产油随裂缝渗透率的变化关系。可以看出,随着裂缝渗透率的增加,累产油逐渐增加,但相比于衰竭式开发的增加幅度逐渐减小。当裂缝渗透率从0.1 mD增长到10 mD时,衰竭式开发累产油量由268 t增长到466 t;水驱累产油量则由1 539 t增长到1 639 t,而相对衰竭式开发累产的比值由4.7降低至2.5;驱渗结合采油累产油量由1 790 t增长到2 225 t,相对衰竭式开发累产的比值由5.6降低至3.8,但比水驱累产比值更大,两者差别由0.9增加至1.3,说明裂缝渗透率越大,驱渗结合采油提产效果越好。

3.1.3 初始含油饱和度敏感性分析

初始含油饱和度共设置7种数值(0.6～0.9)。图10展示了累产油随初始含油饱和度的变化关系。可以看出,随着初始含油饱和度的增加,累产油逐渐增加。衰竭式开发累产油量由230 t增长到400 t。水驱累产油量则由1 215 t增长到1 809 t,相对衰竭式开发累产的比值由4.2降低至3.5。驱渗结合采油累产油量由1 595 t增长到2 314 t,相对衰竭式开发累产的比值由5.8降低至4.7。由于渗吸作用,导致驱渗结合采油的提产效果比水驱的好。

线上数字为水驱或者驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值图10 累产油量与初始含油饱和度关系图Fig.10 Relationship between cumulative oil production and initial oil saturation

3.1.4 渗吸经验系数敏感性分析

基于实验数据[19],设置渗吸经验系数的数值范围为1×10-6～1×10-4。表3展示了累产油量随渗吸经验系数的变化规律。因为渗吸经验参数Rα与焖井阶段紧密相关,只对驱渗结合采油情况进行了模拟。驱渗结合采油累产油量则随渗吸经验系数的增长从1 927 t增长到2 235 t。累产油量的增长分为两个阶段: 1×10-6增加到2×10-5为第一阶段,此时累产油量迅速增加,增产幅度达到11%;渗吸经验参数从2×10-5到1×10-4为第二阶段,累产油量增长速度放缓,增产幅度仅为16%。

3.2 工程因素的敏感性分析

3.2.1 水平井裂缝半长敏感性分析

水平井裂缝半长变化范围为80～170 m。图11展示了累产油与裂缝半长的关系。可以看出,裂缝半长越大,累产油越大,且驱渗结合采油的增产效果优于水驱。衰竭式开发累产油量由214 t增长到412 t。水驱累产油量由1 038 t增长到1 895 t,相对衰竭式开发累产的比值保持3.8左右。驱渗结合采油累产油量由1 285 t增长到2 425 t,相对衰竭式开发累产的比值保持在约5.1。

线上数字为水驱或者驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值图11 累产油量与裂缝半长关系图Fig.11 Relationship between cumulative oil production and fracture half-length

3.2.2 水平井裂缝间距敏感性分析

水平井裂缝间距共设置4种数值,分别为10、20、30、40 m。图12展示了累产油与裂缝间距的关系。可以看出,裂缝间距越大,累产油越大。衰竭式开发累产油量由325 t增长到347 t。水驱累产油量由1 014 t增长到1 633 t。驱渗结合采油(累产油量由1 362 t增长到2 097 t。

线上数字为水驱或者驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值图12 累产油量与裂缝间距关系曲线Fig.12 Relationship between cumulative oil production and fracture spacing

水驱及驱渗结合采油的增产效果先增大后趋于稳定,裂缝间距30 m使采收率达到最优。裂缝间距在10～30 m,水驱相对衰竭式开发累产的比值由2.1增加至4.0;驱渗结合采油相对衰竭式开发累产的比值由3.2增加至5.3。间距超过30 m,该比值趋于稳定。裂缝间距过小,裂缝间的干扰严重,使得缝间波及体积严重重合,进而减小了储层整体的波及体积,最终不利于采收率的提高。图13展示了不同簇间距下基质含油饱和度的分布云图。

图13 不同裂缝间距情况下最终油相饱和度分布图Fig.13 Distribution of final oil saturation solutions under different fracture spacing values

裂缝间距仅为10 m时,各簇裂缝间的含油饱和度变化区域重叠;而当裂缝间距达到30 m时,各簇裂缝间的含油饱和度变化区域恰好接触,使得波及体积达到最大。波及体积的增大增加了累产量。驱渗结合采油又增加了渗吸置换作用,使其累产量又高于水驱。

3.2.3 焖井时间敏感性分析

渗吸作用是驱渗结合采油技术提高采收率的重要机理,而发挥渗吸作用需要焖井,因此焖井时间对驱渗结合采油的累产有重要影响。由于衰竭式及水驱没有渗吸机理,因此,仅分析驱渗结合采油的累产。焖井时间变化范围为30～120 d。由表4可知,焖井时间越大,累产油越大。随焖井天数从30 d增长到120 d,累产油量由1 950 t增长到2 139 t,但增产幅度的增速逐渐减小,增产幅度速度由1.5%/10 d降低至0.5%/10 d,说明不需无限扩大焖井时间。

表4 焖井时间对累产油量的影响Table 4 Influence of imbibition time on cumulative oil production

3.2.4 注水压力敏感性分析

注水压力数值变化范围为11～21 MPa。图14展示了累产油与注入压力的关系。由于衰竭式开发无需水驱,因此,该模式下无需考虑注入压力的影响。仅针对水驱和驱渗结合采油等两种模式进行分析。图14结果表明,随着注入压力的增大,累产油升高。水驱累产油量由1 037 t增长到1 799 t。驱渗结合累产油量由1 259 t增长到2 290 t。随着注入压力的增加,驱渗结合采油与水驱的增产效果差异逐渐增大。注入压力为11 MPa时,水驱累产相对衰竭式开发累产的比值为2.2,驱渗结合采油累产相对衰竭式开发累产的比值为2.8,两者差异为0.6;注入压力为21 MPa时,两者差异增加至1.4。

线上数字为水驱或者驱渗结合采油累产与衰竭式开发累产的比值图14 累产油量与注水压力关系曲线Fig.14 Relationship between cumulative oil production and water injection pressure

4 应用实例

西北某油田的主力油层厚度为15～20 m,平均孔隙度7.9%,平均渗透率0.19 mD,为典型自生自储的致密砂岩油藏。

经压裂改造和衰竭式开发后,P0、P1和P3水平压裂井组成井组,进行驱渗结合采油开发,其中P0井为注水井,其余两口井为生产井,如图15所示。P0井日注水150 m3,持续约60 d,再经30 d焖井,后依然进行水驱。在渗吸与水驱的共同作用下,P1与P2井的产量得到显著提升,其日产数据如图15所示。P1井日产油从措施前1.07 t/d上升至措施后初期1.53 t/d,最高值达到3.38 t/d,累计受效224 d,增加累计增加产油量397 t。P2井日产油从措施前2.55 t/d上升至措施后初期4.69 t/d,后长期维持在约3.5 t/d,累计受效161 d,增加累计增加产油量319 t。

图15 井组生产曲线Fig.15 Production curve of a well group

该地区生产数据统计表明,驱渗结合采油技术可提高绝大多数井的产量,受效井占比高达92.3%,日产油均值由措施前1.74 t/d上升至措施后3.49 t/d,提高了1倍以上。每轮焖井可使邻井受效约200 d,增加累产约340 t,表明驱渗结合采油对提高致密油产量真实有效。

5 结论

基于双重孔隙介质模型,建立了驱渗结合采油方法的数值模型。利用该模型分析了致密油藏驱渗结合采油的可行性及其增产机理。利用该模型进行了地质因素和工程因素的敏感性分析,讨论了主要因素对驱渗结合采油增产效果的影响,该方法得到了现场应用的验证,得出如下主要结论。

(1)驱渗结合采油提高致密油藏采收率的主要机理为渗吸作用置换孔隙内难动用的原油及渗吸作用提高了水驱波及体积。焖井后,驱替水渗吸进入基质孔隙内,补充了地层能量,促使渗吸前缘不断向前推进,扩大了波及体积。

(2)除初始含油饱和度外,地质参数对驱渗结合方法采收率的影响高于施工参数。影响驱渗结合采油效率的主要的地质因素包括基质/裂缝孔隙度、渗透率和渗吸经验参数,主要的工程因素包括注水压力、裂缝间距和半长。

(3)现场应用表明驱渗结合采油可有效提高致密油藏的日产油速度,较水驱方式提高约1 倍,受效时间约为200 d,提高累产约为340 t。